В пределах восточной окраины Прикаспийской впадины длительное время основным направлением нефтепоисковых работ и источниками прироста запасов нефти являлись преимущественно карбонатные породы КТ=II и КТ=I, а также докунгурские нижнепермские терригенные отложения, в которых залежи нефти приурочены к подсолевым поднятиям антиклинального типа. Перспективы залегающего под карбонатами нижнекаменноугольного терригенного комплекса отложений средневизейского (тульский горизонт)-турнейского и более древнего возраста оценивались весьма низкими. Однако в последние годы при проведении нефтегазопоисковых работ было установлено, что нижнекаменноугольные терригенные отложения на площадях Тортколь, Каратюбе, Курсай, Восточный Акжар, Терешковская, Караулкельды, Западный Кожасай и Кожасай содержат признаки нефти, а на Жанатан, Лактыбай и Кокбулак - многопластовые залежи малосернистой нефти (рис.1). В настоящее время они оцениваются как высокоперспективные. При этом с помощью исследований МОГТ установлена унаследованность их структурных планов как по вышележащим карбонатным и терригенным отложениям поздневизейского -артинского возраста, так и по нижележащим породам девонского возраста,

Детальное изучение нижнекаменноугольных терригенных отложений к югу от Шенгельшийского глубинного разлома, выполненное сейсмическими исследованиями МОГТ Актюбинской геофизической экспедицией с учетом данных бурения глубоких скважин, позволило выяснить глубинное строение и точнее прогнозировать перспективы нефтегазоносности с вовлечением этого комплекса в широкие нефтепоисковые работы. К северу от Шенгельшийского разлома нижнекаменноугольные терригенные отложения могут присутствовать в северо-восточной части окраины впадины в границах Эмбинского перикратонного и Остансукского верхнепалеозойского прогибов.

Кровле и поверхности терригенных отложений нижнего карбона (тульский горизонт среднего визе) соответствует опорный отражающий горизонт П₂¹ с граничной скоростью 6,0-6,5 км/с и пластовой 4,2-5,0 км/с, который повсеместно распространен на восточной окраине впадины и в общих чертах наследует особенности проявления горизонта П₃^д, приуроченного к кровле известняков верхнего девона. Отражения от него хорошо выражены, характеризуются двух- и трехфазной интенсивной записью и уверенно распознаются на сейсмолентах. Стратиграфическое положение горизонта П₃¹ как кровли и поверхности средневизейских (тульский горизонт) терригенных отложений датируется палинологическими и микрофаунистическими исследованиями по материалам бурения скважин на площадях Терескен, Восточный Тортколь, Тортколь, Восточный Тобускен, Северный Тускум, Лактыбай, Жанатан, Западный Кожасай, Кожасай, Синельниковская, Жанажол, Восточный Мортук, Урихтау, Терешковская, Башенколь, Шотыколь, Каратюбе, Курсай, Восточный Акжар, Акжар-Кенкияк, Кумыстобе, Караулкельды и других, где вскрытая мощность отложений от нескольких десятков метров до 2875 м.

В современном структурном плане терригенные отложения нижнего карбона ступенчато (по разломам или флексурам) погружаются с востока на запад от 3,9 до 4,1 км на площади Алибекмола одноименной тектонической ступени, от 3,9 до 4,2 км на Жанажольской, от 4,7 до 5,2 км на Кенкиякской до 6,2 км на Шубаркудукской ступенях. В прибортовой зоне впадины в пределах тектонических ступеней погружение отложений происходит с юга на север от 3,3 км на Восточном Тортколе до 5,2 км на Восточном Жагабулаке Жанажольской ступени и от 3,2 км на Тортколе до 4,9-5,4 км на Башенколе и Акжар-Кенкияке Кенкиякской ступени. При этом вскрытая скважинами мощность нижнекаменноугольных терригенных отложений уменьшается с востока на запад от 2,8 км на площадях Эмбинского перикратонного прогиба до 0,5 км на Восточном Акжаре в пределах вершины Жаркамысского выступа байкальского фундамента, где отложения нижнего карбона залегают на карбонатных породах верхнего девона. На фоне ступенчатого погружения в пределах тектонических ступеней расположены платформенные поднятия различных размеров и амплитуд преимущественно су б мер иди опального простирания.

Реконструкция структурных планов, выполненная на основе палеотектонических построений с учетом положения в разрезе опорных сейсмических горизонтов Ф, П₃, П₃^д, П₂¹, П₂, П₂^с, П₁ и др. (табл. 1), показывает, что в раннекаменноугольное время поверхность байкальского фундамента, занимая гипсометрически повышенное положение на его выступах и приподнятых блоках, продолжала оказывать влияние на условия седиментации и мощность отлагавшихся осадков. Уральская геосинклиналь в течение раннего карбона еще продолжала развиваться и до конца средневизейского времени втягивала в опускание восточную часть прибортовой зоны окраины впадины. Это привело к дальнейшему погружению Эмбинского перикратонного прогиба. При этом здесь происходило некомпенсированное накопление песчано-глинистых и грубообмолочных осадков в виде галечников и грубозернистых песков толщиной до 50 м и более, сносимых с Кордильер Мугоджар, при общей мощности осадков 5,8-6,0 км. Вне Эмбинского прогиба на восточной окраине впадины отлагались только песчано-глинистые осадки.

Сейсмические исследования МОГТ с учетом данных бурения показывают, что структурно-тектонический план раннего карбона от турнейского до поздневизейского века был унаследован от рельефа поверхности фундамента и отложений девонской эпохи. В пределах выступов и приподнятых блоков фундамента отлагавшиеся осадки раннего карбона образовывали крупные структуры облекания оводового типа. Глубинные разломы на восточной окраине в раннем палеозое в связи с развитием Уральской геосинклинали проявлялись и в терригенном комплексе пород нижнего карбона вплоть до поздневизейского века. К началу поздневизейского века произошло замыкание Уральской геосинклинали, прекратил свое существование Эмбинский прогиб, и на восточной окраине впадины в условиях шельфа неглубокого морского бассейна началась седиментация карбонатных осадков КТ=II и КТ=I (площади Алибекмола, Жанажол, Урихтау, Башенколь, Лактыбай), а к западу от них - глубоководных или относительно глубоководных одновозрастных аналогов карбонатных пород (площади Терешковская, Тортколь, Тускум, Каратюбе, Курсай, Восточный Акжар, Караулкельды).

В конце артинского века восточная окраина впадины была затронута уральской фазой герцинского орогенеза. Ранее существовавшие глубинные разломы вновь активизировались в конце артинского века, о чем свидетельствует наличие разломов в карбонатных породах КТ=II и КТ=I и в нижнепермских докунгурских отложениях (Лактыбайский, Жанажольский, Остансукский, Алибекмолинский, Ащисайский и др.). В результате подвижек блоков байкальского фундамента и постумных движений со стороны Мугоджар в подсолевом комплексе пород были образованы унаследованные сводовые поднятия, а над проявившимся субмеридиональными разломами и вдоль них сформировались над- и приразломные поднятия. Так, над Лактыбайским разломом и вдоль него с запада образовались кулисообразно сочленяющиеся между собой субмеридиональные поднятия по нижнекаменноугольным и более древним отложениям (с юга на север): Торткольское, Восточно-Тобускенское, Жантайское, Тускумское, Северно-Тускумское, Лактыбайское, Жанатанское, Западно-Кожасайское; вдоль Жанажольского разлома - Кожасайское, Урихтауское; вдоль Алибекмолинского - Восточно-Жагабулакское, Восточно-Жанажольское, Алексадровское, Шатырысайское и др. Эти поднятия высокоперспективны в нефтеносном отношении и являются первоочередными объектами поисковых работ для открытия в нижнем карбоне новых месторождений нефти.

Прилегающие к миогеосинклинальной зоне участки восточной окраины впадины также были приподнятыми, и осадки, обнажившиеся на дневной поверхности, подвергались эрозионному размыву и воздействию глубинных разломов, трансформированных в них в различной степени. Глубина эрозионного среза уменьшалась от Ащисайского разлома к западу. На прилегающих к разлому участках были размыты докунгурские нижнепермские отложения и частично породы каменноугольного возраста. На меридиане поднятий Кенкияк - Каратюбе были размыты на значительную мощность или полностью отложения артинского яруса. В кунгурский век восточная окраина впадины продолжала испытывать опускание и представляла собой морской солеродный бассейн, ограниченный Ащисайским и Южно-эмбинским разломами. Сульфатно-соленосные отложения кунгурского яруса на значительной части окраины впадины согласно, а в прибортовой зоне с угловым несогласием перекрыли нижележащие отложения нижней перми, верхнего и среднего карбона.

Геохимические условия седиментации терригенных осадков в раннекаменноугольную эпоху были благоприятными для накопления и захоронения органического вещества в основном сапропелевого и частично гумусового типов, о чем свидетельствует высокое содержание в отложениях диоксида железа (до 85%) и пиритного железа (до 63%). Проведенные геохимические исследования глинистых отложений нижнего карбона по площади Терескен, Восточный Тортколь, Жанатан, Кумыстюбе и другим, выполненные впервые во ВНИИгеосистем под руководством О.В.Барташевич методами инфракрасной спектроскопии, ядерного магнитного резонанса высокого разрешения, электронного магнитного резонанса и газожидкостной хроматографии, показывают, что эти отложения имеют довольно выдержанный состав и являются нефтематеринскими. Позже геохимические исследования отложений нижнего карбона проводились в ГАНГе, а в последнее время по многим площадям восточной окраины впадины (Жанатан, Лактыбай, Тохутколь, Жантай, Восточный Тортколь, Восточный Акжар, Кожасай, Жанажол и др.) в ИГиРГИ Р.А.Твердовой. В результате установлены высокие концентрации в нефтематери неких отложениях Сорг - до 15%, спиртобензольного битумоида (СББт)- до 1,5% и низкие хлороформенного битумоида (ХБт) - до 0,035°/о, что свидетельствует о высоких продуцирующих свойствах терригенных отложений нижнего карбона с большим остаточным потенциалом и количеством низкокипящих легких углеводородов - от 0,04 до 0,07% на породу. Катагенез рассеянного органического вещества отложений, изученный В.И.Горшковым и Т.П. Волковой для интервала глубин 1680-5965 м, соответствует стадиям MK₁ - МК₃ при палеотемпературах 100-170 °C, что отвечает оптимальному уровню развития главной фазы нефтеобразования и реализации нефтематеринского потенциала. Разрез нижнекаменноугольных отложений не сопровождается катагенетическим несогласием. Это является благоприятной предпосылкой для сохранения углеводородов от разрушения.

Признаки нефти и нефтяные залежи обнаружены в прослоях поровых и поровотрещинных песчаников и алевролитов мощностью от нескольких метров до 50 м с открытой пористостью 9,6-19,4%, проницаемостью (по лабораторным определениям) до 0,139·10^-12 м2 и нефтенасыщенностью 50-90%, с пластовой температурой в зависимости от глубины залегания 74-140,5 °С.

Нефтеносные песчаники и алевролиты полимиктовые, в различной степени известковистые, коричневато-серые и серые, преимущественно мелко- и среднезернистые, неравномернозернистые, массивные, трещиноватые. Обломочные зерна составляют 80-85%, они полуокатанные со следами коррозии, представлены в основном кварцем и полевыми шпатами, встречаются обломки кремнистых, эффузивных и глинистых пород, хлорит и биотит, иногда часть обломочных зерен пиритизирована и пелитизирована. Цемент известковистый и глинисто-известковистый порового и контактно-порового типов.

На Лактыбайском месторождении скв. 27 и 32 пройдено 605 и 1200 м средневизейских терригенных отложений, в которых по данным ГИС и керна установлено соответственно 5 и 19 продуктивных горизонтов, по-видимому, выдержанных по площади в интервале глубин 3890-5045 м с аномально высоким пластовым давлением - 62-73,4 МПа. При испытании скважин из отдельных горизонтов был получен промышленный приток нефти через штуцер 3 мм дебитом 90 м³/сут. На Кокбулаке в разрезе бурящейся скв. 34 в интервале 4550-4880 м и расположено четыре продуктивных горизонта с нефтепроявлениями, обнаруженными в процессе бурения. На Женатане в скв.7 в интервале 3732-4100 и имеют место три нефтеносных горизонта, давших при испытании дебит нефти 8,0 м³/сут через штуцер 3 мм. На площади Лактыбай нефтеносные горизонты выдержаны по площади, залежи нефти в надразломной структуре являются тектонически экранированными и приурочены к зонам глубинных разломов (рис.2).

Нефти нижнекамменоугольных отложений (табл.2), изученные в АО КазНИГРИ, ВНИГРИ, ГАНГе, ИГиРГИ и других организациях, на ряде площадей являются экологически чистыми. Это бессернистые или малосернистые нефти бензинокеросинового состава с плотностью 815.3-878 кг/м³ при температуре 20°С и выходом фракций при температуре 300°С 37,6-61%. По углеводородному составу нефти нафтеновые, лишь в скважине ПГС-1 площади Кожасай они парафиновые (59,82%), В бензинокеросиновой фракции (при температуре 200 и 300°С) содержание нафтеновых углеводородов 50,98 - 89,41, парафиновых 31,05-10,72 и ароматических 1,15-15,13%. Элементный состав нефти следующий (в %): углерод 86,07; водород 12,05; кислород и азот 1,54. Дебит зеленовато-коричневой нефти в скв.27 из интервала 3960-3985 м через штуцер 4,5 мм составил 95 м³/сут при газовом факторе 130 м³/м³ нефти; из интервала 4117-4170 м дебит нефти при штуцере 5 мм 15,2 м³/сут.

Комплексные геохимические исследования нефтей из терригенных отложений нижнего карбона восточной окраины впадины показали, что нефти сингенетичны вмещающим породам, не претерпели гипергенных изменений до вскрытой глубины 6140 м. Формирование и размещение залежей нефти в продуцирующих (нефтематеринских) отложениях связаны с глубинным строением и геологическим развитием территории в течение поздно палеозойского - раннемезозойского времени, когда насыщенные органическим веществом терригенные отложения нижнего карбона опустились на глубины с благоприятными термобарическими условиями, вступили в главную фазу нефтеобразования и начали продуцировать жидкие углеводороды.

Приведенные обобщенные фактические материалы по терригенным отложениям средневизейского - турнейского яруса нижнего карбона и содержавшимся в них нефтям позволяют рассматривать этот комплекс пород как новый нефтепоисковый объект на доступных для бурения глубинах, который необходимо вводить в глубокое бурение. Это существенно расширит перспективы нефтегазоносности восточной окраины Прикаспийской впадины и увеличит запасы нефти за счет подсолевых отложений.

Over last years it is proved, that the Lower Carboniferous terrigenous deposits at Tortkol, Karatyube and oth. areas contain oil signs and at Janatan, Laktybay and Kokbulak areas - signs of low-sulphurous oil. The carried out investigations allowed to clear up deep structure and to precise oil potential forecasting of this complex. Seismic investigations CDP (common deep point method) together with drilling data show, that structural-tectonic plan of the Lower Carboniferous from the Tournean to Lower Visean is inherited from the basement relief and the Devonian deposits. The Early Carboniferous deposits formed envelopment structures of* dome type over projections and uplifted blocks of the basement. Integrated geochemical investigations of oils from the Lower Carboniferous terrigenous deposits at eastern border of the depression showed, that they are syngenetic to containing rocks and they did not suffer hypergene changes to the stripped depth. Oil pools formation and location in source deposits is connected with deep structure and geological development of the territory during the Late Paleozoic- Early Mezozoic time, when the Lower Carboniferous terrigenous deposits, saturated by organic matter, subsided to depths with favorable thermo-baric conditions, entered into the main fase of oil generation and started to produce liquid hydrocarbons. The given data on the Middle Visean-Tournean terrigenous deposits and oils, containing in them, allow to consider this complex as a new oil prospecting object, occured at depths, available for drilling, which should be involved in deep drilling. It enlarges considerably oil and gas prospects of Pre-Caspian depression eastern border and increases oil resources at subsalt deposits.

1 - Ащисайский сквозной разлом; 2 - региональные глубинные разломы; 3 - нефтяные месторождения; 4 -площади с признаками нефти в терригенных отложениях нижнего карбона; 5 - площади без признаков нефти, где отложения нижнего карбона вскрыты на небольшую толщину

1 - опорные отражающие горизонты; 2 - нефтяные горизонты; 3 - карбонатные породы KT-II ; 4 - терригенные нижепермские отложения; 5 - Лактыбайский глубинный разлом; 6 - прочие глубинные разломы

Таблица 1

Таблица 2